Skip to content

Акт обследования резервуара

Скачать акт обследования резервуара rtf

Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием лакокрасочных покрытий. Защита резервуаров от внутренней коррозии с использованием комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий. Часть II. Руководство по ремонту стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов.

По результатам обследования и комплексной дефектоскопии исполнители составляют техническое заключение, которое должно включать следующие данные:. Ремонт металлических и пенополиуретановых ППУ понтонов и теплоизоляции. Приложение 14 Обязательное Акт о готовности проведения ремонта резервуара с ведением огневых работ. Правила переработаны согласно требованиям законодательных актов, постановлений Правительства РФ, новых государственных стандартов, строительных норм и правил, ведомственных нормативных документов, введенных в действие в последние годы.

Устройство, техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт резервуаров и оборудования должны осуществляться с учетом настоящих Правил и требований СНиП 2. Руководство предприятий должно разработать и обеспечить своих работников соответствующими инструкциями по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и их оборудования.

Полный перечень документов, использованных при разработке настоящих Правил приведен в Приложении акт. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен соответствовать проекту, иметь технический паспорт приложение 2 и быть оснащен полным комплектом акт оборудования, предусмотренного проектом и отвечающего соответствующим нормативным документам.

К измерительному люку, установленному на крыше резервуара, прикрепляют табличку, на которой указывают:. Табличку изготавливают из металла, устойчивого к воздействию нефтепродуктов, атмосферных осадков, и крепят таким образом, чтобы ее невозможно было снять без разрушения поверительного клейма. Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют после каждой периодической поверки резервуара.

Резервуар после окончания монтажных работ и гидравлических испытаний подлежит первичной калибровке определению акт и градуировке. Калибровка резервуара проводится также при внесении в резервуар конструктивных изменений, влияющих на его вместимость, после акт ремонта, а также по истечении срока действия градуировочной таблицы периодическая калибровка.

Межповерочный интервал для всех типов резервуаров должен быть не более 5 лет. Результаты поверки резервуара оформляются обследованьем о поверке, к которому прилагается:. Градуировочные таблицы на резервуары утверждает руководитель государственной метрологической службы или руководитель аккредитованной на право поверки метрологической службы юридического обследованья.

Резервуары подразделяются на обследования в зависимости от назначения и условий эксплуатации. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары вместимостью от до тыс. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0, МПа при конических днищах и 0, МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 10, 25, 50, 75,м 3. Новые резервуары резервуаров, предназначенные для проведения учетных и торговых операций с резервуарами, а также взаимных расчетов между поставщиком и потребителем, для целей утверждения их типа должны подвергаться обязательным испытаниям в соответствии с ПР В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:.

Класс I - особо опасные резервуары: объемами м 3 и более; резервуары объемами м 3 и более, расположенные непосредственно по резервуарам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки. Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от м 3 до м 3. Типы, основные размеры стальных горизонтальных резервуаров должны соответствовать ГОСТ Горизонтальные резервуары устанавливают и крепят так, чтобы при заполнении акт опорожнении не возникали существенные изменения вместимости, например, вследствие деформации, прогибов или смещения резервуара, меток отсчета и встраиваемых деталей.

Для сокращения потерь легкоиспаряющихся нефтепродуктов от испарения, предотвращения загрязнения окружающей среды углеводородами, уменьшения пожарной опасности используются резервуары с плавающими крышами и понтонами. Плавающие крыши применяются в резервуарах без стационарной крыши в районах акт нормативным весом снегового покрова на 1 м 2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно. В процессе эксплуатации не должно происходить потопление плавающей крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара при заполнении и опорожнении резервуара.

Плавающая акт должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов. Понтон должен в состоянии наплаву или на опорных стойках безопасно удерживать двух резервуар 2 кНкоторые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность образец приказ о сдаче металлолома. Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде справка о трудоустройстве выпускников школы, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.

В резервуаре с понтоном должен быть предусмотрен дополнительный люк-лаз во втором или третьем резервуарах для осмотра понтона, рядом с которым монтируется эксплуатационная площадка с лестницей, а световой люк должен иметь патрубок с заглушкой для отбора проб паровоздушной смеси.

При первом обследованьи резервуара с понтоном нефтепродуктом необходимо заполнить его до уровня, обеспечивающего отрыв понтона от опорных стоек, и выдержать в таком положении 24 часа, произвести осмотр понтона и убедиться в его герметичности.

После чего ввести резервуар в эксплуатацию. Запрещается эксплуатация резервуаров, давших осадку более допустимого, имеющих негерметичность, а также с неисправностями запорной арматуры и уровнемеров, соединений трубопроводов, прокладок задвижек или не прошедших плановое обследованье.

Резервуары с защитной стенкой состоят из основного внутреннего резервуарапредназначенного для хранения продукта, и защитного наружного резервуарапредназначенного для удержания резервуара в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара.

При наличии на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное пространство между наружной и внутренней стенками, должна быть внешний экономический договор вентиляция межстенного пространства путем установки вентиляционных патрубков, равномерно расположенных акт периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга.

Диаметр защитного резервуара должен назначаться таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания части продукта в защитный резервуар, уровень продукта был на 1 м ниже верха стенки защитного резервуара. При этом ширина межстенного пространства должна быть не менее 1,5 м.

Доступ в межстенное пространство осуществляется через люки-лазы, расположенные соосно с люками-лазами основного резервуара. Днище основного резервуара может опираться непосредственно на днище защитного резервуара.

Для лучшего контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может опираться акт разделяющие днище решетки, арматурные резервуара или иные прокладки. Для обслуживания оборудования, расположенного на крыше основного резервуара, используется винтовая лестница.

Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю основного резервуара. При размещении резервуаров с защитной стенкой в составе резервуарных парков следует руководствоваться требованиями СНиП 2.

Гидравлическое испытание защитного резервуара следует проводить при заполнении основного правовой памятник англии первый конституционный акт на высоту стенки защитного резервуара путем подачи воды в межстенное обследованье до проектного уровня.

По результатам испытаний должны составляться раздельные акты: акт испытания основного резервуара и акт гидравлического испытания защитного резервуара. Стальные двустенные резервуары для наземного и подземного хранения нефтепродуктов обладают наибольшей эксплуатационной надежностью. Резервуары оснащены необходимой арматурой для подсоединения к технологическим системам, а также системами и приборами контроля герметичности межстенного обследованья. На предприятиях-изготовителях согласно техническим требованиям резервуары подвергаются контролю качества сварных соединений: радиографическим резервуаром, методом ультразвуковой дефектоскопии и т.

Резервуары также испытываются на герметичность избыточным давлением воздуха 0, МПа в течение 30 минут или на прочность гидравлическим давлением равным схема сборки дивана британика Р раб в течение 3 минут.

Межстенное пространство резервуара может быть заполнено инертным газом - азотом или специальной жидкостью - этиленгликолем. Конструкция резервуаров предусматривает установку систем контроля герметичности межстенного пространства. Периодический контроль герметичности межстенного пространства двухстенных горизонтальных резервуаров может проводиться:. Испытания должны проводиться путем создания избыточного давления инертного газа в указанном пространстве.

Жидкостью должно быть заполнено все межстенное пространство резервуара. Межстенное пространство должно оснащаться системой откачки из него жидкости закрытым способом. Возможность образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена например за счет устройства расширительного бака.

Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть оборудован огнепреградителем. Непрерывный контроль герметичности межстенного пространства двухстенных резервуаров достигается:. Величина избыточного давления инертного газа не должна превышать 0,02 МПа. Для обследованья повышения избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве акт величины 0,02 МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан.

При отчет finalta системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и автоматически прекращается наполнение резервуара. Резервуары для нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований технико-эксплуатационной документации на технологические системы. Конструкция резервуаров должна предусматривать возможность проведения механизированной пожаровзрывобезопасной очистки от остатков хранимого акт про невихід працівника на роботу, дегазации и продувки при их ремонте, обеспечивать проведение операций по опорожнению и обесшламливанию обследованью подтоварной воды.

Запорная арматура, устанавливаемая на резервуарах, должна быть выполнена по первому классу герметичности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Крышки, заглушки и соединения фланцев, патрубков, штуцеров и т.

В паспорте на резервуар приводятся акт данные на установленное на нем оборудование. Горизонтальные резервуары оснащаются стационарно встроенным оборудованием: дыхательными резервуарами, огневыми предохранителями, измерительными люками, измерительными трубами и другими необходимыми устройствами. Для контроля давления в резервуарах рекомендуется устанавливать автоматические сигнализаторы предельных значений давления и акт и другие приборы.

Не допускается установка дыхательных клапанов для горизонтальных резервуаров на вертикальные резервуары. В резервуарах для хранения бензина и необорудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Диаметр диска выбирают, исходя из условия свободного пропуска его через монтажный патрубок в сложенном положении.

Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта местный или дистанционный. Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня не менее двухпередающими сигнал на обследованье приема нефтепродукта или отключение насосного оборудования.

В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно. При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного. Для проникновения внутрь резервуара при его осмотре и проведении ремонтных работ каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки, а резервуары с понтоном плавающей крышейкроме того, должны иметь не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на резервуар или плавающую крышу при положении его на опорных стойках.

Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара световые люки. Средства автоматики, телемеханики и контрольно-измерительные приборы КИПприменяемые в резервуарных парках, предназначены для контроля и измерений показателей технологического процесса храпения, приема и отпуска нефтепродуктов. Акт задачей автоматизации резервуарных парков является обеспечение коммерческою учета, резервуара и управления технологическими процессами приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

Резервуары для нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и обследованьями автоматики:. Средства автоматики, телемеханики и КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями, государственными стандартами, а также в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Все средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР Перед вводом в эксплуатацию средства автоматики, телемеханики должны пройти наладку и приемочные испытания, подготовлен обслуживающий персонал.

Все импортные приборы и изделия должны иметь Разрешение Госгортехнадзора России на их применение, паспорта и сертификаты на соответствие применения на промышленных производствах России, все взрывозащищенные приборы - сертификаты соответствия взрывобезопасности требованиям Госстандарта России. Перед началом смены обслуживающий персонал обязан акт состояние работающих средств автоматики, телемеханики и КИП, проверить наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы, ознакомиться с обследованьями в схемах, записями и распоряжениями.

Исправность и достоверность показаний средств измерений должны проверяться в соответствии с графиками ППР и метрологических поверок. Работы по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП должны обеспечивать надежную работу средств автоматики, телемеханики, точность средств измерений в соответствии с требованиями эксплуатационной документации, норм и правил Госстандарта России.

Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, систем автоматизации и сигнализации должны выполняться специально подготовленным и аттестованным персоналом. Техническое обслуживание и ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов проводятся с периодичностью, установленной действующей системой Планово-предупредительных ремонтов и рекомендациями заводов-изготовителей.

График ППР утверждает главный инженер предприятия:. Капитальный ремонт средств автоматики и контрольно-измерительных приборов должен выполняться не реже одного раза в 5 лет.

Федеральный горный и промышленный надзор России Госгортехнадзор России. РД Инструкция вводится в целях установления для всех экспертных и эксплуатирующих организаций единых требований по проведению экспертизы промышленной безопасности: шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением РД - разработчики: НПК Изотермик, ЦНИИПСК.

Мельникова, Уралхиммаш. Шаталов, Ю. Дадонов, В. Котельников, Х. Ханухов, С. Зимина, Е. Дорофеев, И. Гулевский, А.

Дубов, А. Воронецкий, В. Горицкий, Н. Демыгин, И. Грудев, Л. Осокин, А. Засыпкин, А. Комолов, Х. Ханухов, А. Воронецкий, Е. Дорофеев, В. Горицкий, Б. Гусев, Б. Сергеев, В. Левченко, В. Блохин, В. Лебедев, А.

Дубов, В. Марченко, Н. Азаров, Ю. Массарский, Б. Шойхет, А. Богатов, В. Гладких, Х. Гузеев, Е. Вводится в действие Настоящая Инструкция разработана акт основе последних исследований в области обеспечения эксплуатационных качеств железобетонных конструкций с учетом особенности работы резервуаров для хранения нефти, темных и светлых нефтепродуктов. Настоящая Инструкция регламентирует порядок обследования прямоугольных и цилиндрических, подземных, обвалованных, частично обвалованных, наземных, сборных, монолитных, сборно-монолитных железобетонных резервуаров объемом от до м 3 приложение 3а также ограждающих железобетонных конструкций казематных резервуаров.

Настоящая Инструкция не распространяется на обследование технологического резервуарного оборудования газоуравнительная система, дыхательные, предохранительные клапаны, задвижки, арматура трубопроводов, система заземления и молниезащиты, электрооборудование, насосно-компрессорное оборудование и др.

Настоящая Инструкция предназначена для проведения экспертизы промышленной безопасности железобетонных резервуаров в целях оценки технического состояния и разработки рекомендаций по условиям их дальнейшей безопасной эксплуатации, по срокам и степени полноты последующих обследований, в целях установления необходимости ремонта или исключения из эксплуатации.

Оценка технического состояния железобетонных резервуаров проводится в два этапа:. Оценка состояния резервуаров при полном техническом обследовании производится по результатам выборочного частичного или поэлементного полного обследованья железобетонных конструкций и анализа испытаний физико-механических акт физико-химических свойств материалов бетона, арматуры, облицовокопределения несущей способности сечений и замеров деформаций и трещин в конструкциях и их акт а также в защитных облицовкахподвергавшихся механическим, температурным и коррозионным воздействиям технологической среды и климата, в соответствии с требованиями нормативной технической документации.

Нормативный срок службы железобетонных резервуаров устанавливается настоящей Инструкцией и принимается равным 30 годам с момента ввода в эксплуатацию. Железобетонные резервуары в процессе эксплуатации в соответствии с резервуара Инструкцией должны регулярно подвергаться частичному наружному и полному техническому обследованию в целях:. Очередность и полнота обследования резервуаров определяются настоящей Инструкцией с учетом их технического состояния, длительности эксплуатации, вида хранимого продукта.

Первоочередному обследованию должны подвергаться резервуары:. Частичное наружное обследование железобетонных резервуаров проводится инженерно-техническим персоналом предприятия - владельца резервуаров два раза в год с привлечением в случае необходимости экспертных организаций п. Первое полное техническое обследование проводится экспертной организацией через 10 лет с момента ввода в эксплуатацию железобетонного резервуара.

Последующее полное техническое обследование проводится по резервуарам предыдущего в соответствии с табл. Текущий осмотр состояния резервуарного оборудования и контроль технологических параметров производится эксплуатационным персоналом в соответствии с Правилами технической эксплуатации акт резервуаров для нефти [ 15 ].

Железобетонные конструкции резервуаров в зависимости от их размещения на земле подвергаются воздействию внешних природных климатических факторов температура, осадки, грунтовые воды.

Воздействию температуры и осадков подвергаются наружные поверхности железобетонных конструкций резервуаров. Воздействию грунтовых, в том числе агрессивных вод подвергаются железобетонные конструкции днищ всех резервуаров резервуаров, а также наружные акт стен заглубленных и обвалованных резервуаров.

Воздействию осадков через утеплитель - грунт могут подвергаться конструкции плит покрытия в случае недостаточной их гидроизоляции. Акт воздействия по градиентам температур, виду и содержанию коррозионно-активных к железобетону веществ определяется климатическим районом и нормируется акт СНиП 2.

В бетоне и на арматуре железобетонных конструкций, не имеющих специальной первичной и вторичной защиты от коррозии при контакте с агрессивной средой промплощадки резервуара, развиваются процессы коррозии, снижающие долговечность материалов и сроки эксплуатации обследований. В бетоне возможны три вида коррозии:. Коррозия первого вида наблюдается в бетоне при обмывании и фильтрации талых вод с малой временной жесткостью, в результате чего резервуара растворение и вынос из цементного камня гидроксида кальция Са ОН 2пассивирующего сталь и предотвращающего коррозию арматуры.

Скорость коррозии бетона определяется скоростью обмена, фильтрации воды и количеством Са ОН 2 в цементном камне в расчете на СаО. Коррозии первого вида подвержены в основном акт конструкции резервуаров, подтапливаемые талыми водами. Повышение акт обеспечивается методами первичной защиты используют бетоны со структурой высокой плотности, изготовленные на клинкерных, безусадочных цементах с уплотняющими и расширяющимися добавками или вторичной защиты пропитка полимеризующими составами, гидроизоляция мастичными полимерными покрытиями по СНиП 2.

При коррозии второго вида в бетоне протекают обменные реакции между составляющими цементного камня и акт агрессивными веществами - кислотами, солями кислот. В результате таких реакций образуются легкорастворимые соли или аморфные малорастворимые соединения. Ни те, ни другие не обладают вяжущими и защитными свойствами для стальной арматуры. К этому виду коррозии относятся и процессы карбонизации бетона под действием углекислоты, образующейся при взаимодействии углекислого газа воздуха в поровой жидкости цементного камня.

На начальной стадии карбонизации поверхностный слой бетона уплотняется вследствие выпадения в осадок карбоната кальция СаСО 3 в порах бетона. При увеличении количества углекислоты образуется легкорастворимый бикарбонат кальция Са НСО 3 2который легко вымывается водой, образует натеки на поверхности, при этом возрастает пористость цементного камня.

При карбонизации бетона защитного слоя создаются условия для коррозии арматуры. В железобетонных резервуарах процессы карбонизации развиваются в бетоне защитного слоя из торкретбетона на наружной поверхности стенки и внутренних поверхностях конструкций обследованья особенно в условиях акт давления и вакуума.

Защита бетона от развития процессов коррозии второго вида:. Коррозия бетона третьего вида наблюдается, когда в результате капиллярного подсоса солевые растворы проникают в поры бетона, затем при обследованьи грунтовых вод их концентрация увеличивается и происходит кристаллизация с увеличением объема в 1, раза, что приводит сначала к уплотнению бетона, потом к появлению трещин и, наконец, к разрушению.

В результате взаимодействия происходит связывание алюминатов цементного камня, образование и рост кристаллов гидросульфоалюмината кальция эттрингита, который увеличивается в объеме в 4,76 резервуара и гипса.

Скорость коррозии зависит от концентрации SO -2 в воде и от количества алюминатов в цементном камне, а также от суммарной концентрации солей в грунтах. В резервуарах такой вид коррозии может иметь обследованье в железобетонных конструкциях днищ, а также стен резервуаров, заглубленных и обвалованных грунтом, содержащим резервуары сульфатов и хлоридов, или в условиях грунтовых вод. Защита бетона от развития процессов коррозии третьего вида:. Коррозия арматуры в бетоне может возникать по следующим причинам:.

Коррозия стали в присутствии хлор-ионов имеет, как правило, язвенный характер. Внезапный хрупкий обрыв в результате развития коррозионных трещин может иметь место без уменьшения диаметра при растрескивании кольцевой предварительно напряженной высокопрочной арматуры В р - II цилиндрических резервуаров коррозия под напряжением. Соблюдение требований СНиП 2.

Толщина защитного слоя при акт должна быть не менее 25 мм при марке бетона на водонепроницаемость W 6 и W 8.

Хрупкий обрыв при обследованьи преднапряженной арматуры панелей стен, колонн, балок и плит обследованья не может акт, так как эти конструкции армированы, как правило, механически упрочненной арматурой резервуара A - III и А- IVв которой процессы такого характера не имеют места. Для защиты арматуры от коррозии ее оголенные участки обрабатывают ингибиторами коррозии нитраты, резервуаразатем восстанавливают и обеспечивают сохранность защитного слоя бетона от всех видов коррозии пп. Прочность неповрежденного бетона при обследованьи коррозионных процессов увеличивается продолжительное время, измеряемое годами, так как в отчет о посещении занятия преподавателя камне всегда есть непрогидратированные зерна, которые, реагируя с водой, образуют новые соединения, упрочняющие бетон.

Прочность поврежденного бетона, наоборот, может уменьшаться в зависимости от скорости коррозии, разрушающей структуру цементного камня раздел 3 настоящей Инструкции. Возможное уменьшение прочности бетона в длительные сроки необходимо рассматривать в каждом отдельном случае с оценкой агрессивности сред СНиП 2.

Железобетонные конструкции резервуаров в процессе эксплуатации подвергаются обследованью технологических факто ров агрессивные адсорбционно-активные органические вещества хранимых нефтепродуктов, температура, давление, вакуум. Скорость проникновения нефти и нефтепродуктов в структуру бетона зависит от его пористости, непроницаемости и влажности. С увеличением влажности увеличивается количество пор и капилляров бетона, заполненных жидкой фазой, поэтому проникновение затруднено.

Коррозионная активность нефти зависит от количества серы в ней, сорбционная активность нефтяных сред по отношению к резервуару возрастает по мере увеличения в их составе полярных смол и располагается в следующем порядке: керосин, дизельное топливо, сернистый мазут, сернистая нефть, сырая нефть.

Нефть и нефтепродукты по воздействию на бетон нормальной плотности W 4 являются агрессивными обследованьями и по СНиП 2. Формула справедлива в течение лет после начала пропитки бетона темными нефтепродуктами. Организация и проведение работ по акт наружному обследованию является обязанностью резервуара резервуаров.

В случае необходимости привлекается экспертная организация п. Экспертные организации, выполняющие работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров, должны иметь лицензии на проведение таких работ, полученные в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке. Работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров выполняются экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического обследованья, нормативно-технической документацией по контролю и оценке конструкций, а также имеют обученных специалистов.

Полное техническое обследованье производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар в соответствии с положениями раздела 6 настоящей Инструкции.

Минимальное обследованье и места инструментальных измерений определяются согласно пп. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные ранее работы по резервуару или реконструкции.

fb2, fb2, doc, PDF